深水高含水氣田水下分離技術應用

秦 蕊，劉永飛，李清平，程 兵

(中海油研究總院有限責任公司，北京 100028)

0 引 言

隨著深水油氣田開發(fā)的不斷推進，水下生產(chǎn)系統(tǒng)的應用越來越多，應用水深也在不斷加深，從最初的十幾米、幾十米發(fā)展到現(xiàn)今的上千米，逐步打破深水油氣田開發(fā)記錄。諸如開發(fā)水深不斷加深，海水溫度不斷降低，立管發(fā)生段塞且可能產(chǎn)生水合物[1]，油藏方案中含水較高等一系列問題，都會使深水油氣田的開發(fā)難上加難。

深水氣田高含水問題通常會有如下應對方案：注入化學藥劑、采取海管保溫措施或采用水下分離與增壓技術。在這些方案中，對化學藥劑的注入量及平臺乙二醇再生及回收系統(tǒng)的處理能力、海管保溫方式的選擇、水下分離器的數(shù)量和尺寸等問題的考慮，以及采用這些方案的費用和效果等因素都會影響最終方案的選擇。對上述方案進行初步比選，將水下分離技術的應用作為重點研究對象，分析采用水下分離器方案開發(fā)深水氣田的可行性和優(yōu)勢。同時，針對南海某深水氣田高含水的特點研究具體的水下分離器方案，主要研究不同水下生產(chǎn)流體外輸方案和不同水下分離器布置方案的影響，從而確定最優(yōu)化的水下分離器的方案，為解決深水氣田的高含水問題提供技術支持。

1 水下分離器在海上油氣田開發(fā)中的應用及優(yōu)勢

隨著海上油氣田開發(fā)數(shù)量的迅速增加，許多問題在已投產(chǎn)的海上油氣田中顯現(xiàn)出來，如海上油氣田在生產(chǎn)后期會遇到儲層壓力降低、產(chǎn)出水不斷增加的問題等。為解決上述問題，大多采用水下分離技術，即在水下安裝水下分離器。國外在近幾年中對水下分離器的設計及加工制造技術都進行了研究，并且得到應用。目前，大約有20套水下氣液分離裝置成功應用于挪威、巴西、美國等國家，其中最大應用水深達2 450 m。水下分離器應用實例如表1[2-8]所示。

表1 水下分離器應用實例

在采用水下分離器的油氣田中，有3個油氣田在生產(chǎn)后期由于儲層壓力降低、產(chǎn)出水增加，無法正常生產(chǎn)而采用水下分離器，如Troll C油田、Tordis油田和Marlim油田。Tordis油田增加水下分離器后的開發(fā)方案如圖1所示[9]。Tordis油田采用水下分離器后，穩(wěn)產(chǎn)時間延長，且產(chǎn)量約提升350萬桶。在油氣田開發(fā)后期使用水下分離器可解決生產(chǎn)后期壓力降低的問題，提高油氣田采收率。

圖1 Tordis油田開發(fā)方案示例

在采用水下分離器的油氣田中，有6個油氣田都是在開發(fā)初期因為儲層壓力低而考慮采用水下分離器方案，如Perdido油田、BC-10油田和Pazflor油田等，其中，Perdido油田和BC-10油田都采用水下氣液旋流分離器，Pazflor油田采用水下重力分離器。在油氣田開發(fā)初期使用水下分離器，可提高油氣田的采收率20%以上。圖2所示為Pazflor油田的開發(fā)方案[10]。

圖2 Pazflor油田開發(fā)方案示例

采用水下分離技術具有以下優(yōu)勢：

(1)水下分離器具有結構簡單、體積小、重量輕、分離效率高、安裝維護容易、安全可靠、能適應多相流各種流態(tài)、能抵抗段塞流對其產(chǎn)生的劇烈擾動等特點[11-12]，且裝置置于海底，可不受天氣或氣候影響。

(2)采用水下分離器可避免產(chǎn)生立管段塞流，從而減少氣蝕等設備破壞問題，降低水合物形成的概率。

(3)采用水下分離器不僅可提高油氣采收率、解決高含水問題，而且可提高流體的輸送效率，從而提高產(chǎn)量。

2 高含水氣田水下分離器方案

中國南海油氣資源較豐富，其中70%蘊藏在深海，2014年勘探發(fā)現(xiàn)某深水氣田平均作業(yè)水深為1 500 m。目前，在世界范圍內，對于深水油氣田的開發(fā)大多采用浮式平臺+水下生產(chǎn)系統(tǒng)的開發(fā)模式。因此，此深水氣田擬采用浮式平臺+水下生產(chǎn)系統(tǒng)的開發(fā)模式進行開發(fā)。氣田的開發(fā)研究發(fā)現(xiàn)，此氣田后期有高含水的風險，為此需要進行專題研究。

氣田有3口井(2號、5號和6號井)，后期的產(chǎn)水量會較高，從而使海管內水合物的生成概率大幅增加，產(chǎn)生流動安全風險。注入化學藥劑、采取海管保溫措施或采用水下分離技術等都是世界上普遍采用的高含水應對措施。對于注入化學藥劑的方案來說：為防止海管內水合物的生成，需要注入大量乙二醇，這項措施將會使平臺上乙二醇再生及回收系統(tǒng)的處理能力不足；為滿足乙二醇的處理量，需增大乙二醇再生及回收系統(tǒng)處理設施，從而占據(jù)大量平臺空間，對其他設備產(chǎn)生影響。對于海管保溫方案來說，雖然可減少乙二醇的用量，但是管線保溫費用高，停輸再啟動時還需要考慮水合物防控問題。因此，亟需采取一種方案既可解決氣田的高含水問題，保證在氣田開發(fā)生產(chǎn)的各個階段不會產(chǎn)生水合物問題，又不會增大平臺上乙二醇再生及回收系統(tǒng)設施的體積。鑒于水下分離器所具有的優(yōu)勢及其在高含水油氣田開發(fā)中的應用情況和應用效果，具體研究采用水下分離器的方案，為氣田后期應對高含水風險提供技術支持。在使用水下分離器后，不同的水下生產(chǎn)流體外輸方案和不同的水下分離器布置方案都會對氣田的總體開發(fā)方案產(chǎn)生影響。下面分別詳細闡述。

2.1 不同水下生產(chǎn)流體外輸方案

當水下分離器所處位置一定時，分離后的氣相需單獨設1條管線輸送，分離后的液相(油水混輸)需單獨設1條管線輸送，對于液相的輸送有2種輸送路徑方案。

(1)第1種方案。2號、5號和6號等3口井的生產(chǎn)流體經(jīng)水下分離器分離后經(jīng)混輸管線分別進入就近的管匯中，即5號和6號井分離后液相進入管匯3，經(jīng)由管匯3和管匯2輸送后進入管匯1，2號井分離后的液相進入管匯1，由管匯1匯集液相后向浮式平臺上輸送，如圖3所示。

圖3 采用管匯外輸方式的深水平臺方案

(2)第2種方案。5號和6號井的生產(chǎn)流體經(jīng)水下分離器分離后經(jīng)混輸管線進入就近的管匯3中，從管匯3處單獨敷設1根液相混輸管線，與2號井經(jīng)水下分離器分離后的液相混輸管線通過在線三通相連接，匯集后再向浮式平臺輸送，如圖4所示。

圖4 采用在線三通外輸方式的深水平臺方案

第1種方案、第2種方案與常規(guī)水下生產(chǎn)系統(tǒng)方案相比需要增加的設備類型、液相管線長度、投資等如表2所示。

表2 方案對比

由表2可知，第1種方案較第2種方案所需增加的設備類型較少，增加的液相管線長度也較短，從而使得增加的投資也相對較少。同時，根據(jù)水下方案的布置原則，從安裝施工角度考慮，應盡可能避免敷設管線間的交叉和跨越。因此，建議采用第1種方案的輸送路徑。

2.2 不同水下分離器布置方案

當氣液外輸方式確定(即采用管匯外輸?shù)姆绞?時，對于5號和6號2口井而言，水下分離器的安裝位置有2種：一種是將水下分離器安裝在井口附近，即第2.1節(jié)所述的第1種方案；另外一種是將水下分離器安裝在井口附近的管匯后面，即第3種方案，在此方案中5號和6號井的生產(chǎn)流體先匯集至管匯3中，經(jīng)水下分離器分離后氣相和液相分別輸送至管匯2，再由管匯2輸送至管匯1，在管匯1進行匯集后分別輸送至浮式平臺。第3種方案如圖5所示。

圖5 第3種方案

對于5號和6號井而言：在第1種方案中，需要2臺水下分離器，由于其只需要處理單井的氣液量，因此所需水下分離器的尺寸和重量相對較?。辉诘?種方案中，需要1臺水下分離器，由于其需要處理2口井的氣液量，因此所需水下分離器的尺寸和重量相對較大。與第3種方案相比，第1種方案在設備投資和安裝成本方面相對較大，但由于5號井距管匯3約6 km，此段海管有溫降，存在水合物生成的風險，若采用第3種方案需要注入乙二醇，從而增加乙二醇的用量和投資并影響平臺上乙二醇再生及回收系統(tǒng)設施的處理量和體積。綜上所述，經(jīng)統(tǒng)籌考慮推薦采用第1種方案，即每口井單獨采用1臺水下分離器，且水下分離器安裝在井口附近。

3 水下分離器設計

目前在世界范圍內，水下分離器的結構形式不盡相同，所采用的分離原理也不同。下面具體闡述此高含水氣田的水下分離器方案中水下分離器的形式其結構尺寸設計。

3.1 水下分離器類型選擇

水下分離器按照不同的分類方法可分為不同的類型：按照分離介質的不同可分為液液分離器、氣液分離器和氣液固分離器；按照分離原理的不同可分為重力分離器和旋流分離器；按照安裝方式的不同可分為撬裝式水下分離器和沉箱式水下分離器。

在此深水氣田的生產(chǎn)流體中，純烴含量高，除2號、5號和6號等3口井的含水量較高外，其余井的凝析油量和含水量均較小，因此，水下分離器只需要對氣液兩相進行分離即可。

根據(jù)分離原理的不同，分別對重力分離器和旋流分離器從分離效率、尺寸和重量等方面進行比較，如表3所示。由表3可知，旋流分離器在分離效率、尺寸、重量、控制段塞能力方面都優(yōu)于重力分離器，因此推薦采用水下氣液旋流分離器。

表3 參數(shù)比較

3.2 水下分離器的結構尺寸設計

水下氣液旋流分離器的主要組成部分包括水下分離器、儀控系統(tǒng)、水下機器人控制面板、連接部件、附屬模塊(配重，陽極保護塊)等。其中，應用效果較好的一款分離器為柱狀氣液旋流分離器器，如圖6所示。

圖6 水下氣液旋流分離器結構示例

水下分離器安裝在海底，其外部處于低溫環(huán)境中，內部流經(jīng)生產(chǎn)流體，處于高溫環(huán)境中，因此，其設計需要考慮水深、油藏壓力、油藏溫度、油藏組分和安裝位置等因素的影響。

水下氣液旋流分離器的結構尺寸設計與氣流量、液流量、生產(chǎn)流體物性、設計壓力、材料的許用應力等參數(shù)有關。

(1)氣田平均水深為1 500 m，因此，在設計水下氣液旋流分離器時需要考慮有防落物保護結構。

(2)氣田最高油藏壓力約33.0 MPa，最高油藏溫度約80 ℃，其中2號、5號和6號等3口井的單井最高氣相產(chǎn)量為105×104m3/d，最高液相產(chǎn)量為450 m3/d，因此，氣田所使用的水下氣液旋流分離器的設計壓力為34.5 MPa，設計溫度為80 ℃，氣相處理量為110×104m3/d，液相處理量為500 m3/d。

(3)浮式平臺及海管的設計年限為30 a，因此，水下氣液旋流分離器的設計壽命為30 a，此因素決定了水下氣液旋流分離器防腐設計要求及所用材料的腐蝕裕量。

(4)分離效率的設計要求為：氣中液體體積分數(shù)小于10%，液中氣體體積分數(shù)小于1%。

根據(jù)氣田的實際情況，采用等流量設計原則和壓力容器的設計方法，設計出的水下氣液旋流分離器結構尺寸(長×寬×高)為2.8 m×2.8 m×5.0 m，其主要結構的具體尺寸如表4所示。

表4 水下氣液旋流分離器尺寸

4 結 論

在世界范圍內，深水油氣田的勘探開發(fā)在如火如荼地進行，有許多重大突破發(fā)現(xiàn)的同時也遇到了許多的問題和挑戰(zhàn)。水下分離技術作為油氣集輸?shù)囊豁椥录夹g，能有效解決油氣田的高含水問題，成為各國研究機構和廠家爭相研究的重點對象。目前，水下分離器的設計技術主要掌握在國外手中，國內處于剛起步的階段，需要對水下分離器的設計進行深入研究。此研究有助于我國自主掌握水下分離器的設計技術，打破國外壟斷。

針對深水高含水氣田的情況，通過研究，得出如下結論：

(1)綜合考慮水下方案的布置原則、投資成本等因素的影響，選擇合適的采用水下分離器方案的生產(chǎn)流體外輸路徑。

(2)綜合考慮水下分離器安裝位置的影響和流動安全保障的要求，確定水下分離器的具體安裝位置和臺數(shù)。

(3)綜合考慮設計壓力、設計溫度、油藏組分和油藏特性等方面的因素，確定水下分離器的類型和設計參數(shù)。

(4)針對高含水氣田，綜合考慮氣田位置、油藏方案、氣田開發(fā)方案和經(jīng)濟成本等因素，確定適合的水下分離器方案。